一种超大位移井水基钻井液制造技术

本发明专利技术提供了一种超大位移井水基钻井液，涉及石油钻井工程油田化学技术领域。本发明专利技术的超大位移井水基钻井液在不同密度和不同温度老化后：流变性能较好，动塑比和6转、3转读数较大，有利于超大位移井的清岩携砂，防止水平段产生岩屑床；具有API滤失量和高温高压失水低的特点，而且滚动回收率较高，抑制性较强，有利于保持作业过程中井壁的稳定性；极压润滑系数和平均摩阻系数与油基相当，而且抗磨性能优于油基钻井液，说明超大位移水基钻井液具有良好的降低摩阻扭矩性能，能够减少憋扭矩卡钻等情况。况。况。

【技术实现步骤摘要】
一种超大位移井水基钻井液


[0001]本专利技术涉及石油钻井工程油田化学
，尤其涉及一种水基钻井液。

技术介绍

[0002]水平段长的超大位移井(指水垂比大于2或者水平位移距离大于2000m的作业井)能够最大限度提高井眼与储层的接触面积，极大提高油气井单井产量，降低油气开采成本，目前在国内外众多油田的油气资源勘探和开发中得到广泛应用，已经成为高效开发致密气低渗油藏、页岩气油藏等非常规油气藏和海上边际油藏的重要技术手段之一。油基钻井液具有极好的润滑、抑制和抗污染等性能，而且流变性能调控能力较强，在超大位移井应用过程中，可有效降低钻井过程中摩阻扭矩，降低油性滤液对地层岩石的侵入，保证作业井的润滑防阻卡能力和井壁稳定性。但是，由于对环保要求的提高，以及低钻井成本和现场易处理的需求，油基钻井液的应用越来越受到限制。
[0003]水基钻井液的成本较低，钻屑等废弃物处理工艺简单，对环境的毒副作用相对较小，能够有效的克服油基钻井液的上述缺点。但是目前水基钻井液在超大位移井中应用还存在润滑性和抑制性不足，井眼清洁状况不佳的问题。因此，研究出一种超大位移井水基钻井液需要提高水基钻井液的润滑减阻降扭性能，优化其流变性能，提高体系抑制性能。
[0004]授权号为CN103952128B的专利技术专利公布了一种适用于大位移井、水平井的弱凝胶无固相水基钻井液，该方案提供的钻井液配方：按重量100％计，0.5％～1％包被剂，0.5％～1％流型调节剂，2％～6％降滤失剂，0.5％～1％抑制剂，1％～6％润滑剂，0.2％～1％碱性pH调节剂，0.2％～0.5％缓蚀剂，5％～40％盐，余量为水。该弱凝胶无固相水晶钻井液低剪切速率下粘度高、抗温性好且具有较强抑制性和润滑性。但是该体系只适用于低密度条件下的大位移井，而且高温高压滤失量较大，不利于作业井的井壁稳定。
[0005]申请号为CN202110906457.9的专利技术专利公开了一种低摩阻水基钻井液，以份数计，包括以下制备原料：水：75～90份；聚磷酸盐水溶液：10～25份；碱度调节剂：0.1～2.0份；降滤失剂：1.0～4.0份；流变调节剂：0.1～0.6份；防塌封堵剂：1.0～3.5份；抑制剂：1.0～3.5份；重晶石：0～100份。本专利技术的低摩阻水基钻井液没有添加油性或者水性润滑剂，而是以一种具有超强润滑性的聚磷酸盐水溶液为基液，实现与油基钻井液媲美的润滑性能。但是上述低摩阻水基钻井液只是润滑和抗磨性能媲美油基钻井液，影响超大位移井水平延伸距离紧密相关钻井液的井壁稳定，清岩携砂等性能未作评价。
[0006]申请号为CN107955589A的专利技术专利公开了一种纤维素纳米纤维及含有该组分的无粘土相水基钻井液，以1L水的体积为基准，纤维素纳米纤维的含量为1～30g；降滤失剂的含量为20～40g；页岩抑制剂的含量为10～30g；所述高温稳定剂的含量为1～10g；所述润滑剂的含量为20～30g；所述加重材料在每升无粘土相水基钻井液中的含量为100～2000g。该方案在高温180℃老化前后条件下流变性能良好、稳定，动塑比达0.5以上，钻井液剪切稀释性与触变性强，具有“快速弱凝胶”特性，有利于提高大位移井、水平井钻井过程中的钻井液携岩效率。但是上述水基钻井液的润滑减阻和抑制防塌性能未作评价，无法确定能否适用
于超大位移井作业。
[0007]综上，虽然目前公开专利、科技论文已有大量高润滑、强抑制、强封堵、井眼清洁高效的水基钻井液报道，但大部分水基钻井液无法同时满足超大位移井润滑防卡、井眼清洁和井壁稳定的难题。

技术实现思路

[0008]本专利技术的目的在于提供一种水基钻井液，能够同时满足超大位移井润滑防卡、井眼清洁和井壁稳定的难题，实现水基钻井液安全高效进行超大位移井作业。
[0009]为了实现上述专利技术目的，本专利技术提供以下技术方案：
[0010]本专利技术提供了一种水基钻井液，包括水基液，和占水基液以下质量百分比的各组分：
[0011]碱性pH调节剂：0.2～1％；
[0012]降滤失剂：1～2％；
[0013]包被剂：0.5～1％；
[0014]加重剂：0～100％；
[0015]流型调节剂：0.2～1％；
[0016]聚胺抑制剂：1～2％；
[0017]多功能润滑减阻剂：10～20％；
[0018]所述聚胺抑制剂为二乙二醇二(3
‑
氨基丙基)醚与顺丁烯二酸酐聚合得到的胺基聚合物；
[0019]所述多功能润滑减阻剂的质量以200份计，所述多功能润滑减阻剂包括改性聚天冬氨酸60～70份、多元醇磷酸酯30～40份和水100份；
[0020]所述改性聚天冬氨酸的制备包括以下步骤：将水、聚琥珀亚胺粉末、第一氢氧化钠溶液和N,N
‑
二甲基
‑
1,3
‑
丙二胺混合，在70～80℃进行开环聚合，降温至25～35℃，向所得产物体系中加入第二氢氧化钠溶液，进行水解，得到改性聚天冬氨酸。
[0021]优选的，所述水基液为淡水或海水。
[0022]优选的，所述碱性pH调节剂为氢氧化钠、碳酸钠、氢氧化钾和氢氧化镁的一种或多种。
[0023]优选的，所述碱性pH调节剂的质量为100份计，所述碱性pH调节剂包括氢氧化钠30～40份、碳酸钠30～40份和氢氧化镁20～40份。
[0024]优选的，所述降滤失剂为羧甲基淀粉、羟乙基淀粉、羧甲基纤维素钠和聚阴离子纤维素中的一种或多种。
[0025]优选的，所述包被剂为两性离子聚合物类包被剂和部分水解聚丙烯酰胺中的一种或两种。
[0026]优选的，所述流型调节剂为黄原胶、瓜尔胶、魔芋粉、田箐粉和沙蒿胶的一种或多种。
[0027]优选的，所述二乙二醇二(3
‑
氨基丙基)醚与顺丁烯二酸酐的摩尔比为(1～10)：(1～10)。
[0028]优选的，所述加重剂为重晶石。
[0029]优选的，所述开环聚合的时间为3～5h。
[0030]本专利技术提供了一种水基钻井液，包括水基液，和占水基液以下质量百分比的各组分：碱性pH调节剂：0.2～1％；降滤失剂：1～2％；包被剂：0.5～1％；加重剂：0～100％；流型调节剂：0.2～1％；聚胺抑制剂：1～2％；多功能润滑减阻剂：10～20％；所述聚胺抑制剂为二乙二醇二(3
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氨基丙基)醚与顺丁烯二酸酐聚合得到的胺基聚合物；所述多功能润滑减阻剂的质量以200份计，所述多功能润滑减阻剂包括改性聚天冬氨酸60～70份、多元醇磷酸酯30～40份和水100份；所述改性聚天冬氨酸的制备包括以下步骤：将水、聚琥珀亚胺粉末、第一氢氧化钠溶液和N,N
‑
二甲基
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1,3
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丙二胺混合，在70～80℃进行开环聚合，降温至25～35℃，向所得产物体系中加入第二氢氧化钠溶液，进行水解，得到改性聚天冬氨酸。
[0031]本专利技术的多功本文档来自技高网...

【技术保护点】

【技术特征摘要】
1.一种水基钻井液，其特征在于，包括水基液，和占水基液以下质量百分比的各组分：碱性pH调节剂：0.2～1％；降滤失剂：1～2％；包被剂：0.5～1％；加重剂：0～100％；流型调节剂：0.2～1％；聚胺抑制剂：1～2％；多功能润滑减阻剂：10～20％；所述聚胺抑制剂为二乙二醇二(3
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氨基丙基)醚与顺丁烯二酸酐聚合得到的胺基聚合物；所述多功能润滑减阻剂的质量以200份计，所述多功能润滑减阻剂包括改性聚天冬氨酸60～70份、多元醇磷酸酯30～40份和水100份；所述改性聚天冬氨酸的制备包括以下步骤：将水、聚琥珀亚胺粉末、第一氢氧化钠溶液和N,N
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二甲基
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1,3
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丙二胺混合，在70～80℃进行开环聚合，降温至25～35℃，向所得产物体系中加入第二氢氧化钠溶液，进行水解，得到改性聚天冬氨酸。2.根据权利要求1所述的水基钻井液，其特征在于，所述水基液为淡水或海水。3.根据权利要求1所述的水基钻井液，其特征在于，所...

【专利技术属性】
技术研发人员：由福昌，许明标，可点，
申请(专利权)人：荆州嘉华科技有限公司，
类型：发明
国别省市：